长庆油田某天然气净化厂实现GB 17820-2018达标工艺方案研究

针对GB 17820-2018《天然气》标准中更为严格的天然气气质要求,长庆油田某天然气净化厂存在净化气中H 2S含量不满足进入长输管道要求的现象。为解决这一问题,利用HYSYS软件对该厂MDEA脱硫工艺进行了流程模拟。分析了溶液循环量、MDEA质量分数、吸收塔塔板数、原料气温度、原料气压力以及贫液入塔温度对净化气中H 2S、CO2含量的影响,并根据不同工艺参数的影响程度对参数进行排序。在此基础上,建立以最小能耗为目标函数的多参数优化模型,利用HYSYS自带的工具箱求解模型,得到满足净化气中H 2S质量浓度<5 mg/m^3、CO2摩尔分数<2.8%的最优操作参数组合。优化结果可对指导现场采取调整措施提供参考。

GB 17820对硫化物气体标准物质的影响探讨

介绍了强制性标准GB 17820-2018《天然气》实施后对我国硫化物气体标准物质的需求和影响。结合天然气质量控制领域的重大变化,分析国际、国内的H2S和SO2气体标准物质的现状和标准物质的溯源性,提出相对应的硫化物尤其是H2S和SO2气体标准物质的研发和生产需求。标准中规定进入长输管道的天然气应符合一类气的质量要求,一类商品天然气中H2S质量浓度应不超过6 mg/m^3。为了实现对一类天然气中H 2S含量的准确分析和溯源,满足管输天然气现场微量H2S的分析,应有相应摩尔分数的H2S气体标准物质,完善一类天然气中H 2S的分析溯源链。

基于GB 17820-2018的天然气净化工艺探讨

近年来,随着我国对环保问题的日益重视,越来越严格的商品天然气标准给天然气净化厂脱硫装置带来了工艺升级改造的严峻挑战。为此,分析了国内外天然气净化厂商品天然气标准及国内天然气现状,并对可降低天然气中H_2S及有机硫含量的3种天然气净化工艺:溶剂脱硫、分子筛脱有机硫和羰基硫水解工艺进行了分析,包括国内外研究现状,技术优缺点以及发展趋势等。结果表明,为达到最新标准GB 17820-2018《天然气》的技术指标要求,部分净化厂需进行技术升级或工艺改进。改进措施首先考虑溶剂升级,若原料气中有机硫含量过高,考虑引入羰基硫水解技术;若原料气中硫醇含量较高,溶剂升级后仍有超标的风险,则需引入分子筛精脱有机硫技术。通过对以上3种措施进行选择性的结合,可基本消除天然气超标的风险。但在以上3种技术的实施和配合使用方面,还需进一步研发相关产品、技术及开发软件等。

基于煤制气质量指标的GB 17820—2018解读

2018年11月发布的GB17820—2018《天然气》,是天然气工业重要的质量标准,为煤制气产业的发展起到了引领支撑作用。基于煤制气可作为合成替代气的特性,参照GB17820—2018,结合相关配套标准,针对煤制气质量指标,重点从燃烧性、清洁性及输送使用等方面介绍了GB17820—2018的修订内容,并对高位发热量、伴随组分、硫分、露点、互换性等技术指标进行了比较分析,得出煤制气质量指标可达到GB17820—2018一类气要求,适于作为长输天然气,实现跨地区供气。

天然气质量要求新标准GB17820-2018研究

从质量要求和检测方法的变化两个角度对GB 17820-2018《天然气》新标准进行了研究,并指出新标准待完善之处。新标准中只包括高位发热量、总硫(以硫计)、硫化氢、二氧化碳等4项检测项目,删掉了水露点检测项目。新标准中一类气和二类气的质量要求发生很大改变,检测项目的质量要求发生改变,其中,一类气的高位发热量的要求下限值由36MJ/m^3降低至34MJ/m^3,总硫含量要求的上限值由60mg/m^3降低至20mg/m^3,二氧化碳摩尔分数要求的上限值由2%提高至3%。新标准丰富和扩充了各项目的检测方法,方法的选择性增多,同时对各检测项目的仲裁试验方法进行了规定,变化最大的是总硫的仲裁试验方法由氧化微库仑法变更为紫外荧光法。结合实际应用建议给出具体的水/烃露点质量要求指标及具体的检测方法。

分子筛脱除天然气中硫醇技术研究

为了满足GB 17820-2018《天然气》中总硫含量指标升级的要求,研究了不同类型分子筛对天然气中硫醇的脱除性能,重点考察了13X分子筛对硫醇的吸附及再生性能。实验结果表明:3A分子筛几乎不吸附硫醇;4A分子筛对硫醇吸附容量较小;5A分子筛、13X分子筛对硫醇吸附能力相对较强。13X分子筛对硫醇、H 2S吸附能力顺序为:乙硫醇>甲硫醇>H 2S;吸附甲硫醇的13X分子筛适宜的再生温度范围为200~250℃,吸附乙硫醇的13X分子筛适宜的再生温度范围为250~300℃,再生从难到易的顺序为:H 2S>乙硫醇>甲硫醇。

高酸性天然气脱硫脱碳工艺技术研究

针对原料气中H2S和CO2摩尔分数均达到20%的高酸性天然气净化,通过工艺模拟计算结合室内实验评价的手段,筛选出一种具有良好脱硫性能、选择性及高酸气负荷的选择性脱硫溶剂CT8-5。通过室内实验进行工艺优化后,提出了包括气液比、吸收塔塔板数、贫液温度、再生温度等在内的一系列工艺参数。结果表明,在气液比为200的条件下,净化气中H2S质量浓度为3.9 mg/m3,CO2摩尔分数为1.86%,完全能满足GB 17820-2018《天然气》国家标准中对商品气的气质要求。对GB 17820-2018发布实施后高酸性天然气处理所面临的问题进行了探讨,提出了建议,可为高酸性天然气的气质达标处理提供技术思路。

万州分厂商品天然气总硫达标技术研究

针对中国石油西南油气田公司高含硫气田开发过程中的有机硫特别是高浓度羰基硫脱除问题,以天然气净化总厂万州分厂为例,分析了目前原料气和净化气组成现状、设计与实际运行情况,指出羰基硫脱除是万州分厂产品天然气总硫达标的关键技术难题,解决方法为:①利用高效脱硫溶剂,但会损失产品气量,影响下游硫磺回收装置燃烧炉稳定运行;②利用组合醇胺脱硫+羰基硫水解组合工艺,可在满足总硫含量达标的前提下提高天然气商品率,同时降低对下游装置的影响。利用VMG 9.5软件对万州分厂产品气中总硫含量达标升级改造羰基硫水解单元进行模拟计算,结果表明,总硫质量浓度小于10 mg/m 3,满足GB 17820-2018《天然气》和GB/T 37124-2018《进入天然气长输管道的气体质量要求》中总硫含量的要求。在万州分厂湿净化气组成及90~150℃、2000~6000 h-1的条件下,中国石油西南油气田公司天然气研究院开发的配套羰基硫水解催化剂CT6-16对羰基硫水解率大于99%。

砜胺体系吸收有机硫的热力学及动力学探讨

砜胺法作为脱除天然气中有机硫最常用的工艺,在国内外取得了较为广泛的应用。然而目前对于这一工艺的机理研究仍较为缺乏,动力学及热力学基础数据缺失,导致难以准确预测其工业应用效果。针对这一问题,对砜胺体系的室内实验和现场应用数据进行了分析,从反应机理、气液平衡、传质动力学等方面,研究了影响有机硫在该体系吸收的因素。并尝试将这些因素关联为计算模型,通过实验数据的回归得到砜胺溶剂的速率因子和亨利系数。该模型可用于物理-化学溶剂脱除有机硫工艺的运行参数和塔设备参数估算,其对MDEA和砜胺溶剂的模拟计算结果与实际运行规律相符,可为天然气中总硫含量达标(GB 17820-2018《天然气》)改造工作提供理论支撑。

天然气中硫醇的深度脱硫溶剂研发与工业应用

GB 17820—2018《天然气》实施后,原料气气质中有机硫含量较高(大于20 mg/m^(3))的净化厂采用了有机硫脱除技术,以满足标准中一类气的指标要求。但从国内外有机硫脱除技术的应用情况来看,对于RSH含量高(大于30 mg/m^(3))的原料气,还存在对硫醇脱除率不高的问题,产品气总硫有超标的风险。为此,基于理论计算,开展了RSH脱除机理研究,揭示了硫醇与砜胺溶剂体系的反应机理,通过改善脱硫溶剂中关键组分的亲核性来提升溶剂对硫醇的化学吸收,研发出了一种新型的硫醇深度脱除溶剂。研究结果表明:(1)通过对醇胺分子结构改进,自主合成了分子结构中N原子具有强亲核性的新组分,形成了硫醇深度脱除溶剂,可促进其对硫醇的离解,提高硫醇脱除率。(2)在实验室条件下考察了不同压力、不同气液比条件下硫醇深度脱除溶剂的性能,压力低至1.5MPa,该溶剂对硫醇脱除率大于90%;气液比高达1200时,该溶剂对硫醇脱除率大95%。(3)在天然气净化厂工业应用中,在原料气硫醇含量超过300 mg/m^(3)的条件下,经硫醇深度脱除溶剂净化后,产品气总硫低于5 mg/m^(3),硫醇脱除率超过99%。结论认为,该技术可应用于硫醇含量高的天然气净化处理,技术的推广应用对我国天然气气质升级以及天然气长输管道的安全平稳运行具有重要意义。

天然气净化装置影响有机硫脱除的因素研究

GB 17820-2018《天然气》规定,进入长输管网的天然气气质需满足H 2S质量浓度≤6 mg/m 3、CO 2摩尔分数≤3%、总硫质量浓度≤20 mg/m 3的要求。为达到GB 17820-2018的要求,中国石油西南油气田公司已有3个净化厂将原MDEA脱硫溶液升级为有机硫脱除溶剂CT8-24。与常规MDEA化学溶剂不同,有机硫脱除溶剂属于物理-化学溶剂,其对有机硫的脱除既有物理溶解也有化学吸收。因此,各工艺参数对有机硫脱除的影响更为复杂。分别在实验室及天然气净化厂对影响有机硫脱除的因素进行试验研究,包括吸收压力、气液比以及气液接触时间等,系统分析了各个因素变化对有机硫脱除率的影响。结果表明,较高的吸收压力、较低的气液比和较长的气液接触时间有利于有机硫的深度脱除,为现场装置的优化运行以及其他天然气净化厂的气质达标提供了技术参考。

离子液体用于天然气脱硫脱碳研究进展

随着GB 17820-2018《天然气》的发布,对天然气净化技术提出了更高的要求,以甲基二乙醇胺为基础的现有溶剂体系已难以满足天然气精脱除的需求,亟需发展新的溶剂体系。离子液体作为新型“绿色溶剂”,具有可调控的物理化学性能及优良的气体吸收能力,对部分反应还具有一定的催化作用,有望改良或替代天然气净化中的传统吸收溶剂。介绍了近年来离子液体的相关研究进展,对传统离子液体、功能型离子液体、离子液体复配体系的脱硫脱碳能力进行了分析,讨论了温度、压力、复合溶剂配比以及功能性基团等相关因素对脱硫脱碳过程的影响,对离子液体在天然气净化领域的应用前景进行了展望。

天然气中有机硫固定床转化催化剂的研究

针对川东北高含硫气田开发中的高浓度有机硫问题,利用多元金属络合固定床转化催化剂制备技术,研究开发了天然气中气相固定床羰基硫(COS)水解催化剂,实验考察了催化剂在不同温度、空速、气体组成下的水解转化率影响,根据研究结果推荐了天然气中COS水解催化剂的使用条件。以川东北高含硫气田胺液吸收塔出口湿净化气为基础,当COS质量浓度为200~300mg/m3时,考察了催化剂连续运行200h的COS水解性能稳定性。结果表明,COS水解率大于97%,反应器出口COS质量浓度小于10mg/m3。天然气中气相固定床催化水解技术和配套水解催化剂可用于解决川东北高含硫气田以COS为主的有机硫脱除处理,使商品天然气达到GB17820-2018《天然气》中总硫质量浓度小于20mg/m3的要求。

高效有机硫脱除溶剂研发及性能考察

针对GB 17820-2018《天然气》对商品气中总硫含量的严格要求,通过室内实验,对多种类型的有机硫脱除溶剂配方进行评价,筛选出一种具有较高有机硫脱除性能和一定脱硫选择性的物理-化学溶剂。考察了气液体积比、吸收压力及填料高度等工艺条件对该溶剂吸收性能的影响,同时也考察了再生温度、闪蒸气量和溶液性能稳定性等关键指标,明确了碳硫比对选择性的影响。在原料气中CH 3SH和COS质量浓度均为30 mg/m^3且碳硫比大于5.0的条件下,新溶剂有机硫脱除率最高可达86.87%,CO 2脱除率为76.42%,可更好地保障商品气中总硫指标,并降低商品气量损失。